Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири

Диаграмма геотермического градиента регистрируется в масштабе 0,25° С/см

Технические характеристики МГКР:

6.3 Выбор и обоснование методов ГИС применяемых в горизонтальных скважинах для оценки коллекторских свойств

Раньше в тресте “Сургутнефтегеофизика” наиболее распространенным методом определения пористости по данным ГИС в Западной Сибири является метод самопроизвольной поляризации пород. Длительное время он выступал в качестве базовой методики с использованием статической зависимости:

Кппс = 8,3 * ? пс + 12,7

где

? пс = ?Uоп/?Uп

?Uоп - разность потенциалов против опорного пласта;

?Uп - разность потенциалов против исследуемого пласта.

В случае проведения каротажа в скважине с солевым биополимерным раствором метод самопроизвольной поляризации не работает. И поэтом необходимо искать другие пути определения пористости пород.

Для определения пористости коллекторов пласта по двойному разностному параметру ?JГК, используется уравнение регрессии:

Кп= 19,23-13, 95 * ?JГК

Двойной разностный параметр рассчитывается по формуле:

где JГК - показания ГК в коллекторе;

J min - показания ГК в пласте чистого песчаника;

J max - показания ГК для пластов неразмытых чистых глин.

Зачастую в горизонтальном участке ствола скважины отсутствуют опорные пласты или очень заглинизированны. Отсюда можно сделать вывод, что данный метод не рекомендуется использовать для грубой оценки коэффициента пористости и выделения высокопористых коллекторов в разрезе скважин.

Методики определения пористости по данным нейтронного каротажа основаны на оценке общего водородосодержания пород (?) с последующим учетом влияния различных геолого-технологических факторов (минерализации пластовых вод и промывочной жидкости, толщины глинистой корки, глинистости и др.). Для данного метода в тресте «Сургутнефтегеофизика» используется следующая статистическая зависимость:

Кп= 0,752- НКТ2/НКТ1-0,238+ 0,136 * ?пс

где НКТ2, НКТ1 - интенсивность излучения тепловых нейтронов, соответственно по малому и большому зондам, у.е.

Основным фактором, сдерживающим использование нейтронного каротажа для определения Кп в горизонтальных скважинах на солевом биполимерном растворе, является глинистость и отсутствие амплитуды ПС - ?пс.

При использовании методики определения пористости по данным акустического каротажа (АК) не учитывается параметр ?пс.

Для расчета по данной методике используется следующее уравнение:

,

где: tСК, tЖ, tГЛ - соответственно интервальные времена прохождения волн в скелете породы, порозаполняющей жидкости и глинистом материале.

Второй член уравнения определяется по среднестатистическим данным и соответствует:

,

Тогда расчетная формула для определения пористости принимает следующий вид:

,

Для полимиктовых коллекторов с учетом результатов исследований при расчетах принимается: tСК = 170 мкс/м; tЖ = 645 мкс/м.

Это уравнение отражает общий характер зависимости между Кп без учета влияния ?пс.

Оценка пористости пород по АК оказывается единственным способом при реализованном в данный момент аппаратурном комплексе.

6.4 Усовершенствованная методика обработки и интерпретации ГИС в горизонтальных скважинах.

В связи с внедрением новых видов аппаратуры проведения ГИС в горизонтальных скважинах возникла необходимость в новых методах обработки и интерпретации ГИС в горизонтальных скважинах. Для этого в ОАО НПП “ГЕРС” была разработана и внедрена в тресте “Сургутнефтегеофизика” новая программа Geowise. Для интерпретации стандартных методов используется программа СИАЛ-ГИС и для акустического каротажа LogPWin.

6.4.1 Первичная обработка

Цель и задачи первичной обработки является:

Считывание данных геофизического каротажа с приборов в виде

“время- данные ГИС”.

Оценка качества записи данных ГИС.

Привязка к данным “время-глубина” данных ГИС.

Вывод конечных данных “глубина-данные ГИС” в файл для передачи в КИП для дальнейшей интерпретации.

Новая программа Geowise в отличие от предшественников является простой и информативной в обращении на скважине. Программа сделана для работы в любой оболочке Windows и не требует дополнительных программ для первичной обработки данных каротажа в отличии от предыдущих программ Log_hnew, RealDept.Привязка по глубине осуществляется по данным станции Разрез-2, которая предоставляет файл перемещения тальблока во времени. Из которого соответственно высчитывается изменение положения прибора по времени -глубине.

В расчете параметра “время-глубина” в отличии от предшествующих программ в обработку берется только два параметра ГТИ: вес и ход тальблока.

Геофизик работает в одном окне где все операции производятся последовательно:

При первичной обработке на скважине так же можно оценить качество записи параметров всех приборов:

А так же просмотреть увязку по глубине всех методов каротажа:

После чего формируются файлы Las для отправки в КИП и дальнейшей интерпритации.

6.4.2 Методика интерпретации данных ГИС в горизонтальных скважинах

Решение геологических задач осуществляется путем интерпретации данных ГИС. С помощью современных методических и технических средств, с привлечением геологических материалов (результаты испытания в открытом стволе и колонне, промывочных жидкостей и т.д.), полученных по данной скважине, а также по скважинам, расположенным в пределах изучаемой площади и соседних площадей со сходными геолого-геофизическими условиями.

Интерпретация результатов исследований скважин по проектируемым работам будет производиться на персональном компьютере по системе “СИАЛ”.

Назначение.

Проведение обработки на ПЭВМ данных геофизических исследований скважин с целью получения информации о литологии разреза, наличии коллекторов, характере и степени их насыщения, фильтрационно-емкостных свойствах.

Считывание, просмотр, корректировка, подготовка в требуемых форматах исходных кривых и результатов обработки данных ГИС по фондовым и архивным скважинам для формирования баз данных.

Получение информации о литологии, насыщении, коллекторских свойствах пластов при построении детальных геолого-геофизических моделей месторождений, залежей, участков.

Обоснование параметров для подсчета запасов и составления технологических схем разработки, формирование планшетов.

Оперативная обработка и интерпретации данных ГИС и выдача заключений любой формы по разведочным и эксплутационным скважинам, в том числе и на борту каротажной станции при работе на скважинах.

Применение.

Система СИАЛ-ГИС реализует непрерывный, полностью автоматизированный процесс обработки по скважине, от каротажных кривых на входе, представленных в различных форматах, в том числе LAS- формате, до традиционного заключения любой формы на выходе, включая все необходимые этапы интерпретации.

Наряду с традиционными алгоритмами, реализующими основные этапы интерпретации в любом районе, система содержит эффективные решения специфических задач, актуальных в Западной Сибири с учетом специфики комплекса измерений и геологических особенностей района работ.

Система имеет петрофизическое обеспечение по большинству нефтяных месторождений Западной Сибири, находящихся в стадии эксплуатационного разбуривания (более 200 месторождений). Кроме того, пользователю предоставляется возможность самостоятельно заносить любые петрофизические зависимости, в том числе с привлечением данных акустики, плотностного много зондового нейтронного каротажа.

В системе реализован интерактивно-графический режим, обеспечивающий широкие возможности просмотра и корректировки на экране исходных данных, промежуточных и окончательных результатов. Налаженный интерактивно-графический диалог с геофизиком в процессе интерпретации значительно повышает качество и производительность работы интерпретатора, способствует его творческому участию в процессе обработке.

Система обеспечивает быструю и качественную обработку больших объемов ГИС при меньшей по сравнению с другими комплексами трудоемкости, обеспечивает возможность многовариантной интерпретации и пере интерпретации с любого этапа обработки. Все это особенно актуально для районов Западной Сибири с их огромными объемами эксплуатационного и разведочного бурения.

Система легко стыкуется с любыми другими системами через международный LAS-формат.

Система легко запускается и осваивается интерпретаторами.

Система постоянно совершенствуется, легко дополняется новыми задачами и возможностями.

Заключение можно представить в табличном и графическом виде.

Пористость определяется по данным АК, НКТ и ГГК с учетом определения глинистости по диаграммам ПС и ГК. Интерпретация проводится с использованием графиков зависимости изменения глинистости и пористости с глубиной, построенных по данным анализа керна для Федоровского месторождения. Определение параметра пористости РП проводится при помощи графиков зависимости изменения РП с увеличением КП, с учетом литологического типа пород. Для расчета УЭС водоносных пластов (ВП = РП В) используются значения В, определенные по известной минерализации пластовых вод установленные в лабораторных условиях.

Коэффициент водонасыщения определяется по графику зависимости параметра насыщения РН от коэффициента водонасыщения КВ, с учетом типа коллекторов.

При интерпретации материалов ГИС определяются следующие основные параметры:

Эффективная мощность пласта;

Коэффициент пористости;

Коэффициент нефтенасыщения;

Определение эффективной мощности пласта.

В данном случае под эффективной мощностью понимается мощность пласта выше ВНК за вычетом мощности прослоев неколлекторов (глинистых, непроницаемых и др.), а также части мощности коллекторов, не удовлетворяющей требованиям кондиции по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. В водонефтяной зоне эффективная (нефтенасыщенная) мощность определяется в интервале от кровли пласта до поверхности ВНК.

Определение коэффициента пористости (КП).

Проводится по диаграммам нейтронного и акустического каротажа с учетом уже определенного коэффициента глинистости. Дальнейшая интерпретация основана на методике Ахиярова В.Х.

Глинистость коллекторов определяется по ПС и ГК с использованием графика зависимости изменения глинистости с глубиной.

Установлено, в пределах коллекторов, т.е. в пределах минимальной и максимальной глинистости, ПС и ГК ограничиваются значениями: 1,0? ?ПС ?0,2; 0,8?JГЛ ?0; где JГЛ - разностный параметр.

, (6.2)

Общая схема интерпретации одинакова для ПС и ГК и заключается в следующем. На диаграммах ПС и ГК проводится по две опорные линии, соответствующие линии чистых песков (?ПС =1,0; JГЛ = 0) и глин (?ПС = 0,2; JГЛ = 0,8). Между этими линиями устанавливается линейная шкала глинистости совмещением крайних значений данных керна на глубине изучаемого пласта с опорными линиями. Опорные линии соответствуют чистым неглинистым песчаникам.

Точность определения КГЛ по двум методам можно считать хорошей, если разница между значениями, полученными по ГК и ПС, не превышает среднеквадратичного значения глинистости данного литологического типа. Далее по диаграммам нейтронного каротажа ведется расчет пористости.

Общая формула определения пористости по НК следующая:

КП = - ГЛ КГЛ , (6.3)

где: и ГЛ - соответственно суммарное водородосодержание изучаемого пласта и водородосодержание объема глинистого материала в коллекторе;

КГЛ - глинистость коллектора.

Значения и КГЛ определяются по данным каротажа, а ГЛ по среднестатистическим данным.

Для полимиктовых коллекторов:

, (6.4)

Подставляя ГЛ из 6.4 в 6.3 получим:

, (6.5)

где: - минимальная глинистость на глубине погружения H изучаемого пласта

Суммарное водородосодержание изучаемого пласта определяется по логарифмической шкале, устанавливаемой по результатам эталонирования аппаратуры или по двум опорным пластам.

Определение пористости по акустическому каротажу сводится к следующему:

Для определения пористости глинистых коллекторов обычно применяется формула:

, (6.6)

где: tСК, tЖ, tГЛ - соответственно интервальные времена прохождения волн в скелете породы, порозаполняющей жидкости и глинистом материале.

Второй член уравнения определяется по среднестатистическим данным и соответствует:

, (6.7)

Тогда расчетная формула для определения пористости принимает следующий вид:

, (6.8)

Для полимиктовых коллекторов с учетом результатов исследований при расчетах принимается: tСК = 170 мкс/м; tЖ = 645 мкс/м.

Литотип коллекторов определяется с помощью значений ?ПС и UПС, где ?ПС - отношение амплитуды UПС изучаемого пласта к опорному (чистый неглинистый песчаник). Если ?ПС 0,7 - песчаник, 0,4 ?ПС 0,7 - алевролит, 0,2 ?ПС 0,4 - глинистый алевролит.

Определение КН и характера насыщения коллекторов.

По известному значению КП определяется параметр пористости РП. Далее определяется УЭС водоносного пласта по формуле:

ВП = РП В , (6.9)

где: РП - параметр пористости;

В - УЭС воды.

По известному значению УЭС водоносного пласта можно определить параметр насыщения РН по формуле:

РН = НП / ВП, (6.10)

где: НП - УЭС незатронутой проникновением фильтрата ПЖ части пласта;

ВП - УЭС водоносного пласта.

По полученному значению, при помощи графика зависимости РН = f (КВ) определяются коэффициенты водонасыщения и нефтенасыщения, связанные между собой следующим соотношением:

КНГ = 1 - КВ , (6.11)

Для определения характера насыщения и коэффициента нефтенасыщения необходимо знать УЭС пластов. В таблице 6.1 приведены значения параметра насыщения РН для определения характера насыщения.

Таблица 6.1.

Зависимость характера насыщения коллекторов от парметра насыщения.

Для глинистых и сильно глинистых коллекторов эффективна методика определения характера насыщения, основанная на отношении показаний малых градиент-зондов К1,05/ К0,45 против исследуемого пласта с учетом ?ПС.

При отношении:

1,66 - коллектор нефтенасыщен;

1,661,26 - зона неоднозначности;

1,26 - коллектор водонасыщен.

При определении характера насыщения учитываются показания термометрии. При проявлении термоанамалии т.е. понижение температуры в коллекторе, то исследуемый интервал выделяют как обводненный, хотя и имеет высокие сопротивления флюидов насыщения.

Глава 7. Мероприятия по охране недр и окружающей среды, охране труда и технике безопасности

7.1 Охрана труда и техника безопасности при геофизических работах

В целях безаварийного и безопасного проведения ПГР в бурящихся скважинах наряду с требованиями проектов, инструкций, приказов, распоряжений и положений, действующих на предприятии, всем работникам геофизических партий (отрядов ) необходимо соблюдать требования следующих правил и инструкций:

-"Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", (Госгортехнадзор России. Москва, 1993г.)

-Единой системы управления охраной труда в нефтяной промышленности, М.1986г.

-Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах, М.1985г.

-"Основных санитарных правил работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений(ОСП-72/87 Энергоатомиздат. Москва, 1988г.

-Нормами радиационной безопасности (НРБ-99)

-Правил пожарной безопасности Российской федерации (ППБ-01-93 ИНФРС М. 1994г.)

-Правил эксплуатации электроустановок потребителей (Энергоатомиздат 1992г.)

Общие положения

К ПГР на скважинах допускаются работники, прошедшие медицинский осмотр, профессиональное обучение и сдавшие экзамены по технике безопасности.

Каждый работник должен выполнять работу, по которой он прошел профессиональное обучение и инструктаж. Выполнение других работ без разрешения администрации и соответствующего инструктажа по технике безопасности запрещается.

Техника безопасности при переездах партии

К управлению автомобилем и подъемником с механическим или электрическим приводом могут допускаться только лица, имеющие на это соответствующие права и разрешения.

Персонал партии при переездах размещается в кабинах водителей, а также в кабине управления подъемником и в лаборатории при условии оборудования их специальными сидениями.

Перевозка людей в лебедочном отделении самоходных станций или в кузове подъемника вместе с лебедкой и скважинными приборами запрещается.

Каротажные лаборатории и подъемники должны быть оборудованы необходимым противопожарным инвентарем и укомплектованы медицинскими аптечками с набором медикаментов и перевязочных материалов.

Техника безопасности при работе на скважине

Перед началом работ все члены буровой бригады, привлекаемые начальником партии к проведению вспомогательных работ, должны быть проинструктированы начальником партии ( отряда ) правилам техники безопасности при геофизических исследованиях в скважине.

Отметка о проведенном инструктаже заносится в журнал учета инструктажа на рабочем месте.

Запрещается производство ПГР с неисправным оборудованием, механизмами и инструментом, а также пользование неисправными средствами индивидуальной защиты.

Лаборатория и подъемник на скважине должны устанавливаться с таким расчетом, чтобы выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания не проникали в кабину водителя, лебедочное отделение и лабораторию станции.

Для обеспечения безопасного ведения промыслово-геофизических работ в бурящихся скважинах с применением подвесной системы блок-баланса подвесной

ролик закрепляется к крюку талевого блока, нижний ( оттяжной ) ролик - к основанию буровой.

Все узлы крепления системы роликов должны выдерживать нагрузку не менее 15 т.

В бурящихся скважинах при снятом роторном столе и превышении фланца обсадной колонны относительно пола вышки более чем на 0,5 м на устье скважины должны находиться рабочая площадка размером не менее 2,5 х 2,5 м с металлическими деревянными настилами, с лестницей маршевого типа, огражденной перилами. Толщина деревянного настила должна быть не менее 40мм.

Перед включением лебедки машинист подъемника обязан установленным сигналом предупредить окружающих о начале подъема или спуска кабеля.

Во избежание затаскивания скважинного прибора на ролик блок баланса на кабеле необходимо устанавливать предупредительные метки: одну на расстоянии 3,5 м, вторую - 50м и третью - 100 м от кабельной головки.

При производстве промыслово-геофизических работ на буровой ЗАПРЕЩЕНО:

а) производить без разрешения начальника промыслово- геофизической партии (отряда) ремонт бурового оборудования :

б) включать без разрешения начальника промыслово-геофизической партии (отряда) буровую лебедку и различные силовые агрегаты ;

в) переносить и передвигать по полу буровой и приемным мостам буровое оборудование;

г) передвигать трубы на расстоянии менее 20 м от соединительных проводов, каротажного кабеля и станции;

д) включать электросварочные аппараты и станки-качалки в радиусе 400 м, а в отдельных случаях, по требованию начальника промыслово-геофизической партии (отряда), и на большем расстоянии от буровой.

Запрещается производство геофизических исследований в скважинах во время грозы, пурги, буранов, сильных туманов и сильного дождя.

При совместных работах геофизической партии и заказчика должен иметься план совместных работ, утвержденный заказчиком и согласованный с геофизическим предприятием.

Электрооборудование

При работах на буровой запрещается пользоваться напряжением в силовой сети свыше 380в.

Корпуса всех агрегатов ( подъемника, лаборатории, лебедки, измерительных приборов и т.д. ) должны быть надежно заземлены.

Кабель, соединяющий электрооборудование с электросетью, необходимо располагать в безопасных местах, где он не может быть поврежден (прокладку кабелей следует производить в соответствии с "Типовой схемой установки геофизического оборудования и прокладки токонесущих кабелей на буровой").

Подключать силовой кабель к источнику питания разрешается только по окончании сборки схемы электрооборудования станции ( аппаратуры ).

Собирать и разбирать схемы, производить ремонтные работы последних разрешается только при снятом напряжении.

При необходимости включения тока в схему, когда прибор находится на поверхности ( проверка, градуирование прибора и т.п. ) персонал партии должен предупреждаться об этом.

Каротажная станция должна быть укомплектована необходимыми средствами электрозащиты, а также инструментом с изолированными ручками.

Переноска тяжестей

Скважинные приборы весом более 50 кг подносят к устью скважины (основанию наклонных мостков) при помощи специальных приспособлений. Приборы весом более 100 кг перемещают с помощью каротажной или буровой лебедки.

Грузы и скважинные приборы весом более 40 кг или длиной более 2 м, независимо от веса, должны подниматься и спускаться в скважину буровой лебедкой или лебедкой подъемника. При применении буровой лебедки к работе привлекается буровая бригада.

При переноске тяжестей вручную, предельная норма для каждого работника не должна превышать 50 кг для мужчин и 15 кг для женщин.

Техника безопасности при работе с радиоактивными источниками

К непосредственным работам с источниками допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие предварительный медицинский осмотр и не имеющие медицинских противопоказаний.

Лица, вновь поступившие или переводимые на работу с источниками должны быть обучены безопасным методам работ, правилам личной гигиены и пройти инструктаж по мерам радиационной безопасности.

Все лица, работающие с источниками, обязаны выполнять требования всех документов, регламентирующих эти работы.

Предельно допустимой дозой облучения (ПДД) для лиц, работающих непосредственно с источниками ионизирующих излучений, является 5 бэр в год.

Во избежание превышения ПДД облучения необходимо :

а) максимально удалять источники излучения от работающего;

б) снижать, насколько это возможно, время общего и местного облучения работающего;

в)применять контейнеры, экраны и различные защитные приспособления;

Работающие с источниками гамма-излучения снабжаются индивидуальными дозиметрами.

Транспортировка источников должна производиться только в специальных стандартных контейнерах. Контейнеры, как и автомобили, используемые для транспортировки РВ, должны иметь знак радиационной опасности.

Во время транспортировки и хранения источников на скважине должна быть обеспечена их полная сохранность.

Меры безопасности по предупреждению аварий

Центрирование буровой вышки относительно устья скважины ответственный мастер буровой бригады.

Проверка стеклопластикового контейнера ответственный мастер буровой бригады.

Обеспечение места для установки подъемника с наклоном 10 градусов от буровой ответственный мастер буровой бригады.

Обеспечение места для крепления датчика натяжения и верхнего ролика, испытанного на нагрузку 12 т. о чем составляется акт, что соответствует двое кратному разрывному усилию геофизического кабеля, ответственный мастер буровой бригады.

Обеспечение достаточным освещением на устье скважины ответственный мастер буровой бригады.

Использование надежного и поверенного оборудования (датчик натяжения, скважинные приборы, кабель, регистрирующая аппаратура и т. д.) начальник геофизической партии.

Организация оперативной связи начальник партии, машинист подъемника и бурильщик ответственный начальник геофизической партии.

Установка и работа с устройством стабилизации подачи кабеля ответственный начальник геофизической партии.

Использование датчика натяжения для контроля СПО машинистом подъемника ответственный начальник геофизической партии.

Визуальный контроль за СПО и координация синхронности действий машиниста и бурильщика ответственный технолог (ответственный представитель УБР).

Бурильщик должен следить за ростом нагрузки и не допускать нагрузки на контейнер более 3-5 т.

Действия ответственных представителей в случае аварии

В случае разрыва каротажного кабеля во время подъема геофизического прибора в контейнере, дальнейшую работу приостановить. Об этом оповестить главных инженеров Заказчика и Подрядчика. ИТР бригады и начальник геофизической партии в данной ситуации самостоятельных решений принимать не имеют права.

При прихвате контейнера с геофизическими приборами ответственный представитель УБР, находящийся на скважине руководит действиями по ликвидации прихвата. Первоначально необходимо “отмыть” кабель на переводнике. Затем отвернуться ниже переводника и извлечь геофизические приборы с оставшимся кабелем в инструменте.

В случае возникновения аварии, ответственным представителем Заказчика и начальником партии составляется первичный акт об аварии с описанием обстоятельств аварии.

Прибыв на буровую аварийному мастеру ознакомиться с создавшейся ситуацией по скважине и доложить начальнику смены ЦИТС и главному инженеру УБР. Предложить план дальнейших первоочередных работ.

Ликвидация аварий проводится по плану, утвержденному главным инженером предприятия заказчика и согласованному с главным инженером геофизического предприятия. Присутствие ответственного представителя геофизического предприятия и предприятия заказчика при ликвидации аварии обязательно.

План работ должен содержать данные о скважине, краткое описание аварии, порядок ликвидации аварии с указанием ответственного исполнителя, мероприятия по соблюдению правил и инструкций по технике безопасности.

В случае повреждения каротажного кабеля во время проведения ГИС на период замены кабеля произвести подъем прибора из скважины. Спустить пластиковый контейнер на забой и промыть скважину с производительностью 48 л/сек. Циркуляцию вызывать с производительности 32 л/сек.

Технико-технологический паспорт на подготовку скважины и проведение ГИС в горизонтальных скважинах (далее технологический паспорт) необходим для проведения детального анализа аварии и причин ее возникновения. Технологический паспорт заполняется ответственным представителем Заказчика на каждое геофизическое исследование в горизонтальных скважинах. Начальник геофизической партии заполняет пункты о состоянии геофизической техники и оборудования и правильности технологии производства ГИС.

В течение шести дней с момента ликвидации аварии проводится совместный разбор аварии, ее причин с указанием виновной стороны и подписанием акта на аварию. При этом разрабатываются мероприятия предотвращающие возникновение подобных ситуаций.

Организационно-технические мероприятия по предотвращению аварий при геофизических исследованиях в горизонтальных скважинах.

Допускать к проведению спускоподъемных операций в горизонтальных скважинах только машинистов каротажного подъемника со стажем работы не менее 3-х лет.

Провести дополнительное обучение машинистов каротажного подъемника по проведению спуска и подъема кабеля синхронно с подъемом буринструмента.

Проводить анализ причин аварий совместно с представителями УБР с рассмотрением всех геофизических материалов.

Разработать совместно с управлением по бурению конструкцию быстросъемных хомутов для крепления геофизического кабеля к буровому инструменту выше разрезного переводника выходящему в открытый ствол.

Совместно с управлением по бурению доработать устройство, защищающее геофизический кабель в месте вывода кабеля из буринструмента.

Перед началом геофизических исследований проводить инструктаж работникам буровой бригады по специфике проведения спускоподъемных операций при ГИС в горизонтальных скважинах.

Запретить использование геофизического кабеля, имеющего сростки выше разрезного переводника.

Проводить записи аппаратурой ВИКИЗ и СРК на спуске с последующей повторной записью при подъеме.

9. Проводить испытания устьевое оборудование один раз в год с составлением акта.

10. При каждой перезаделке кабельного наконечника составлять акт, который подписывается машинистом и начальником партии.

П Е Р Е Ч Е Н Ь обязательной документации по охране труда и ТБ для партий Федоровского УГР

Технический проект на выполняемый вид работ.

Положение об организации работы по охране труда и пожарной безопасности в тресте «Сургутнефтегеофизика».

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБНГП).

Утвержденные программы для обучения и инструктажа рабочих по охране труда.

Утвержденные инструкции по ОТ и ТБ для рабочих по профессиям и видам работ (согласно перечня).

Должностные инструкции на ИТР.

Журнал регистрации инструктажей по ОТ и ТБ на рабочем месте.

Журнал проверки состояний условий труда.

Инструкции по ОТ и ТБ по профессиям и видам работ для персонала промыслово-геофизических партий.

График проверки знаний по ОТ и ТБ рабочими и ИТР партии.

Удостоверения о проверке знаний ОТ и ТБ рабочим и ИТР партий с талонами предупреждения.

Удостоверения рабочим о профессиональном обучении (с четвертого и выше разрядов).

Журнал проверки изоляции токоведущих жил и сопротивления заземления потребителей электрического тока.

План мероприятий по предупреждению электротравматизма в промыслово-геофизических партиях.

Технические требования при наложении заземления к геофизическому оборудованию.

Положение о порядке расследования и учета несчастных случаев на производстве.

Свидетельство о допуске транспортного средства к перевозке опасного груза (РВ).

Маршрут перевозки опасного груза (РВ), согласованный с ГИБДД.

Свидетельство о допуске водителя к перевозке опасных грузов.

Санитарный паспорт на транспортное средство для транспортировки И.И.И..

7.2 Охрана недр и окружающей среды

В связи с большим объемом нефтегазодобычи в Западной Сибири весьма актуальны вопросы охраны недр и окружающей Среды. В данном разделе представлены мероприятия, проводимые с целью максимально возможного сохранения экосистемы в окрестностях Фёдоровского месторождения. Эти мероприятия можно условно подразделить на 2 группы:

1 - мероприятия по охране недр;

2 - мероприятия по охране окружающей Среды.

Охрана недр

Разработка месторождения ведется в соответствии с технологической схемой разработки Фёдоровского месторождения, в которой предусмотрены мероприятия по максимальному извлечению углеводородов из недр и предотвращению их безвозвратных потерь как в недрах, так и на поверхности.

Для достижения этой цели эксплуатация месторождения ведется через герметичные стволы и устья скважин. Контроль за качеством изоляции пластов осуществляется методами промысловой геофизики (акустический каротаж, термометрия) в каждой скважине независимо от ее назначения. С целью изоляции верхних водоносных горизонтов подъем цементного раствора за кондуктором проводится до устья.

Сбор нефти и газа осуществляется по герметизированной напорной системе с однотрубным сбором продукции и трехступенчатой сепарацией нефти. Попутный газ используется в качестве сырья Сургутским газоперерабатывающим заводом.

Борьба с коррозией промыслового оборудования в процессе эксплуатации месторождения ведется применением ингибиторов коррозии типа “Север-1”. Это существенно сокращает прорывы скважинных труб нефтепроводов и водоводов от агрессивного воздействия жидкости.

Применение новых химреагентов в буровых растворах существенно сокращает содержание нефти в них (до 50%). Утилизацию отработанного бурового раствора необходимо производить закачкой в ранее пробуренные скважины. При освоении скважин, капитальном и подземном ремонте буровой раствор откачивается в нефтесбросный коллектор или в специальные емкости с последующей откачкой в коллектор. Аварийно-осложненный фонд скважин ремонтируется своевременно согласно план-графика. Качество герметизации резьбовых соединений улучшается путем применения специальных герметизирующих резьбовых соединений.

Разработка Фёдоровского месторождения будет вестись рациональным методом поддержания пластового давления, что позволит повысить коэффициент нефтеотдачи и предотвратить усадку продуктивной и вышележащей геологической толщи пород.. Для нужд ППД проектируется использование подземных термальных вод апт-сеноманского водоносного комплекса и сточных вод (попутные и промышленные), которые являются коррозийноактивными, поэтому, для подавления их коррозийной активности в системе ППД будет применяться ингибитор коррозии ВФИКС-82.

Охрана окружающей Среды.

Проектирование, разработка и обустройство Фёдоровского месторождения ведутся в соответствии с земельным и водным законодательствами РФ и правилами санитарной охраны водоемов и водотоков.

Природоохранная деятельность на месторождении проводится инженерно-геологической службой НГДУ “Сургутнефть”, а контролируется отделом охраны окружающей среды АО “Сургутнефтегаз”, местными органами территориального бассейнового управления и Госгортехнадзора.

Основными источниками загрязнения окружающей среды при эксплуатации являются буровые работы, разлив нефти, сжигание жидких и газообразных углеводородов в атмосфере, слив подтоварных и попутных вод в водоемы района работ. Для минимизации ущерба от указанных факторов на окружающую среду предусмотрены конкретные мероприятия и средства.

Разбуривание месторождения ведется с кустовых площадок, что в несколько раз позволяет сократить число околоскважинных зон - основной источник загрязнения окружающей среды.

Перед началом работ на объектах проводится срезание плодородного слоя почвы, его хранение и рекультивация земель по окончании работ на кустах скважин. Вокруг объектов (ДНС, КНС, вахтовые поселки) сохраняется или вновь создается зеленая зона. Предусмотрена обваловка вокруг кустовых оснований, а также вокруг мерных емкостей, мест пересечения водных объектов нефтепроводами и водоводами сточных вод. На месторождении проведена паспортизация и ремонт обваловок факельных стояков, откачка нефти из этих обваловок. Произведена зачистка территории вокруг резервуаров и кустовых площадок. Движение транспорта на месторождении осуществляется только по проложенным дорогам и по специальным переездам через трубопроводы для предотвращения их прорывов.

С целью предупреждения нефтегазовых выбросов и открытого фонтанирования постоянно применяются противовыбросовые устройства. С целью предотвращения разлива нефти на поверхности сбор углеводородов осуществляется в герметизированную напорную систему с однотрубным сбором продукции скважин и трехступенчатого сепарирования нефти. Герметичность системы сбора и транспорта газожидкостных углеводородов должна поддерживаться и постоянно контролироваться опрессовкой и внешним осмотром. Сбор нефти и газа базируется на применении герметичных групповых установок типа “Спутник”.

Так как утилизация попутного газа обеспечивается не в полном объеме, то сжигание его в факелах, к сожалению, неизбежно. Очистка подфакельной площадки, ее обваловка и отсутствие сероводорода в попутном газе позволяет говорить о минимальном ущербе для окружающей среды от сжигания этой фракции углеводородов.

В целях поддержания благоприятного гидрогеологического режима, улучшения санитарного состояния и рационального использования водных ресурсов рек, проток, озер, находящихся в пределах Фёдоровского месторождения, в соответствии с постановлением Совета министров РФ № 91 от 17.03.89 г. установлены границы водоохранных зон которые нанесены на схему. Ширина водоохранной зоны для реки Тромъеган, главной водной артерии месторождения, составляет 3 км, для рек-притоков р. Тромъеган на расстоянии 10-11 км. Границы водоохранных зон учтены при подсчете запасов.

Ниже по течению р. Тромъеган расположено разрабатываемое Родниковое месторождение. Результаты промышленного освоения этого месторождения являются существенным фактором загрязнения реки. Фоновые показатели содержания загрязняющих веществ в реке Тромъеган выше и ниже Фёдоровского месторождения являются, таким образом точкой отсчета при определении степени воздействия процесса освоения на экологическую обстановку в водоемах месторождения.

Замеры фонового содержания загрязняющих веществ в воде реки Тромъеган выше Фёдоровского месторождения, проведенные в 1993 году, приведены в таблице ниже.

Содержание загрязняющих веществ в р. Тромъеган

Таким образом, состояние воды в реке Тромъеган является неудовлетворительным. Для ликвидации загрязнений и их последующего недопущения в районе Родникового месторождения, являющегося в настоящее время основным источником загрязнения реки Тромъеган, требуется провести специальные мероприятия.

При разбуривании и дальнейшей эксплуатации Фёдоровского месторождения необходимо продолжить соблюдение вышеперечисленных мероприятий и реализовать следующие:

- устья скважин оборудовать бетонными площадками;

- провести дренажные канавы и нефтеловушки по участкам месторождения с пониженным рельефом вблизи рек и озер;

- создать бригаду по уборке аварийных разливов нефти и снабдить ее соответствующим оборудованием, материалами и специальным транспортом;

- установить контроль за воздушной средой;

- перевести котельные, расположенные на Фёдоровского месторождении, с жидкого топлива на газ;

- для контроля за качеством природных вод на водотоках Фёдоровского месторождения необходимо запроектировать создание сети режимных наблюдений на реках Моховая и Ягмунягун и за подземными водами (в местах расположения водозаборных скважин);

- отбор проб воды и их лабораторный анализ должен производиться один раз в месяц, в случае аварийных ситуаций - с периодичностью, определенной совместно со службой охраны природы.

Глава 8. Технико-экономические показатели проектируемых работ

8.1 Характеристика предприятия

Предприятие, выполняющее весь объем геофизических работ на месторождении - трест “Сургутнефтегеофизика” (СНГФ). Находится предприятие в городе Сургуте Тюменской области, в ведении министерства топлива и энергетики. Входит в состав акционерного общества “Сургутнефтегаз”.

Предприятие выполняет следующие виды работ - промыслово-геофизические исследования в бурящихся и добывающих скважинах, прострелочные и взрывные работы в скважинах.

В состав треста входят пять управлений - Сургутское, Федоровское, Лянторское, Нижне-Сортымское и управление геологоразведочных работ, которые обслуживают соответствующие месторождения, а также экспедиция геолого-технологических исследований, экспедиция цифровой обработки материалов и цех по ремонту и обслуживанию аппаратуры.

8.2 Организация труда

Промыслово-геофизические исследования в горизонтальных скважинах с использованием АМАК “ОБЬ” осуществляются по заявочной системе и возглавляются начальником партии.

Численно-квалификационный состав исполнителей установлен на основе анализа организации и технологии производства.

Численно-квалификационный состав исполнителей.

Геофизическая партия.

Начальник - 1 человек;

Геофизик - 1 человек;

Моторист самоходной

каротажной станции, 4 разряд - 1 человек.

8.3 Расчет норм времени при работе

Нормы времени на геофизические исследования в скважинах при бурении с использованием нового аппаратурного оборудования разработаны Инженерно-экономическим внедренческим центром (ИЭВЦ) ОАО "Сургутнефтегаз" в 2006 году и предназначены для применения во всех структурных подразделениях ОАО "СНГ", где выполняются эти работы.

Нормы предназначены для нормирования труда рабочих и специалистов промыслово - геофизических партий и бригад основного производства, совместно выполняющих работы.

В основу разработки норм времени положены следующие материалы:

- технологические карты и методики на соответствующие виды исследований, техническое описание применяемой аппаратуры и оборудования;

- данные фотохронометражных наблюдений;

- результаты анализа организации труда работников, занятых на промыслово - геофизических исследованиях.

Нормы времени разработаны на принятый численно-квалификационный состав исполнителей в минутах на установленный измеритель работ по формуле:

Н вр = Т оп х ( 1 + а отл / 100 ), где

Н вр - норма времени на измеритель;

Т оп - оперативное время;

а отл - время на отдых и личные надобности ( в % от оперативного времени), предусмотрено в размере 8% и включает в себя перерывы в течение рабочего времени для поддержания нормальной трудоспособности, предупреждения переутомления и соблюдения личной гигиены.

Оперативное время на подготовительно-заключительные работы на скважине установлено по фотохронометражным наблюдениям, а на запись геофизическим прибором в скважине и на спускоподъемные операции без записи рассчитано по формуле:

Т оп = 60 х L / V, где

L - интервал записи или спуска - подъема, равный 100 метрам;

V - скорость (метров в час) при записи каротажной кривой или спускоподъемных операций без записи (установлена в соответствии с действующими стандартами, технологическими регламентами ОАО “Сургутнефтегаз”, методиками на проведение промыслово-геофизических исследований).

Время на спуск приборов в интервал записи и подъем после выполнения записи установлено на основе норм на спуск-подъем с учетом технологии работ (на кабеле, бурильных трубах).

Для удобства пользования по отдельным разделам подсчитаны итоговые нормы времени.

Настоящие нормы времени установлены для следующих организационно-технических условий:

геофизические исследования проводятся в крутонаправленных (более 55° или горизонтальных скважинах глубиной до 4000 м при температуре воздуха не ниже -5°С и не выше +35°С;

исследуемые скважины не имеют осложнений и расположены на участках, позволяющих производить расстановку каротажных станций на расстоянии не более 50 м;

геофизические партии обеспечены исправным комплектом приборов, аппаратуры, оборудования, транспортных средств, необходимыми для работы материалами, защитными приспособлениями и спецодеждой;

спуск и подъем скважинных приборов осуществляется в открытом стволе или в колонне при плотности бурового раствора до 1,5 г/см?, вязкости -до 60 сек.

Для работ, выполняемых в других условиях применяются поправочные коэффициенты согласно Межотраслевым нормам времени на геофизические исследования в скважинах, пробуренных на нефть и газ. М., ВНИИОЭНГ, 1996, раздел 4 «Нормативная часть» (часть 4.2, примечания; часть 4.3, примечания; часть 4.4, примечания; часть 4.5, примечания), кроме коэффициентов на угол наклона скважины.

Подготовительно-заключительные работы на базе геофизического подразделения, если разделами норм не предусмотрено иное, переезды геофизической партии нормируются по Межотраслевым нормам времени на геофизические исследования в скважинах, пробуренных на нефть и газ. Москва, 1996, раздел 4 «Нормативная часть» (часть 4.1,табл. 4.1, п.1; часть 4.6, табл. 4.6).

Настоящие нормы времени разработаны на подготовительно - заключительные работы на скважине и исследования в скважине.

В основу разработки норм времени положены следующие материалы:

регламент на проведение промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин комплексом АМАК «Обь» на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» (утвержден главным инженером ОАО «Сургутнефтегаз» 23.09.1999),в дальнейшем - регламент.

руководство пользователя «Технология производства геофизических работ аппаратурой АМАК «Обь», Тверь,1998г., ОАО НПЦ «Тверьгеофизика».

- Нормы времени на спуск, подъем бурильных и спуск обсадных труб на буровых установках БУ-2900/200 ЭПК-БМ и БУ-2900/175 ДЭП. Утверждены первым заместителем генерального директора ОАО «Сургутнефтегаз» 25.05.2000г., в дальнейшем - НВнаСПОвБС.

8.4 Расчет сметной стоимости при работе с комплексами АМАК "ОБЬ", АЛМАЗ-2, Горизонталь-1

Весь комплекс работ, проводимый геофизической партией состоит из последовательных этапов, входящих в технологический процесс проведения ГИС ( Приложение 3 ).

1. Зарплата работников партии определяется исходя из элементарных сметных норм (ЭСН) затрат труда на проведение геофизических исследованиях в скважинах в соответствии с технологическим процессом проведения ГИС и квалификацией исполнителей ( Приложение 10 ).

2. Дополнительная зарплата предусматривает компенсацию затрат на отпуска для ИТР и рабочих - 7,9 % (24 рабочих дня) от основной зарплаты исполнителей.

3. Отчисления на социальное страхование ( 40,2 % ) производится по нормативам, установленным в процентах от суммы основной и дополнительной зарплаты, которые устанавливаются законодательством.

4. Амортизация определена исходя из суммарной стоимости оборудования и аппаратуры и амортизационных отчислений (Приложение 8).

5. Износ. Расчет приведен в Приложении 5.

6. Материалы и топливо рассчитаны исходя из нормативов расхода материалов и ГСМ ( Приложения 4 и 6 ).

7. Накладные расходы. Норма накладных расходов взята в размере 19.8% по району работ производственной организации. Нормы накладных расходов разработаны в соответствии с «Основными положениями по разработке накладных расходов для геологоразведочных и нефтеразведочных организаций» (приказ Госкомгеологии РФ №75 от 11.10.1991г)

8. Плановые накопления. Норма плановых накоплений взята в размере 8% по району работ производственной организации согласно «Сборника единых районных расценок на геофизические исследования в скважинах, пробуренных на нефть и газ, и интерпретацию материалов ГИС», утвержденных постановлением Государственного строительного комитета СССР от 29 декабря 1990г.

9. Согласно производственного календаря на 2005 год продолжительность рабочего времени партии составляет 1998 час.

10. Согласно производственного календаря на 2005 год средняя продолжительность месяца составляет 167 час.

8.5. Сравнительный анализ сметной стоимости работ при производстве ГИС в горизонтальных скважинах по трем технологиям

Затраты на производство ГИС по технологиям раздельно суммируются со стоимостью, соответствующей данной технологии.

Стоимость затрат определена по стоимости 1-й скв./операции и предоставлена в приложении 14.

Заключение

В настоящий момент аппаратурно-методический автоматизированный комплекс «ОБЬ», АЛМАЗ-2, МГКР, АК-Г используется для проведения промежуточных и окончательных каротажей при бурении горизонтальных скважин на Федоровском месторождении. Комплекс имеет ряд недостатков такие как отказы блоков питания и расхождение данных по глубине с кабельным каротажем.

Выявленные в процессе эксплуатации недостатки как аппаратурно-механические так и программные устраняются и служат основой для доработки и производства более совершенных модификаций.

Несмотря на перечисленные недостатки технология проведения каротажа комплексом АМАК - «ОБЬ» обладает рядом несомненных преимуществ перед имеющимися технологиями. Такими как низкая аварийность работ по сравнению с кабельным вариантом проведения ГИС в скважине. Возможностью за одну спуско-подъемную операцию прописать все методы ГИС. Возможность расширения комплекса соответственно поставленным геологическим задачам, а так же применение на других месторождениях Западной Сибири.

В дальнейшем предполагается внедрение нового автономного модуля электрического бокового зондирования.

И использование данных технологий для проведения ГИС на Талаканском месторождении.

Литература

1. Э. Е. Лукьянов АО "Геоэлектроника Сервис", Р. Т. Хаматдинов АО НПЦ "Тверьгеофизика", К. Н. Каюров фирма "Луч", г.Новосибирск, И. Ф. Попов трест "Сургутнефтегеофизика" ОАО "СНГ". Каротажник, выпуск 30, 1997г.

2. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. Методическое руководство / Ред. Эпов М.И., Антонов Ю.Н. Новосибирск: НИЦ ОИГГМ СО РАН, Издательство СО РАН, 2000, 122 стр.

3. ОАО НПЦ "Тверьгеофизика", ЗАО НПК "Геоэлектроника Сервис" Технология производства геофизических работ аппаратурой АМАК- “ОБЬ”. ТВЕРЬ, 2000г.

4. ОАО НПЦ "Тверьгеофизика" Руководство по первичной обработке геофизических данных АМАК-"ОБЬ". ТВЕРЬ, 2000г.

5. Е. Г. Нежданова, Е. В. Ошибков, Е. Г. Самсоненко АО СИАЛ. Автоматизированная система обработки и интерпретации данных ГИС нефтегазовых месторождений Западной Сибири. Каротажник, выпуск 30, 1997г.

6. Методические указания по проведению геофизических исследований поисково-разведочных нефтегазовых скважин в Западной Сибири и геологической интерпретации получаемых материалов. Калинин, изд. ВНИГИК, Главтюменьгеология, 1986. 111 с. Авторы: Абдухаликов Я.Н., Головацкая И.В., Ручкин А.В., Фоменко В.Г., Ахияров В.Х., Нелепченко О.М.

7. Отчет ГТП-2 треста «Сургутнефтегеофизика» по теме: «Петрофизическое обеспечение программного комплекса ГИС на ПВЭМ». Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз», трест «Сургутнефтегеофизика», 1999. 294 с.

8. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М, «Недра», 1975. 344 с.

9. Латышова М.Г., Дьяконова Т.Ф., Цирульников В.П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа. М, «Недра», 1986. 128 с.

Страницы: 1, 2, 3